煤电超低排放技术经济与环境效益分析

　一、煤电超低排放的技术经济分析

　　煤质优是实现超低排放的有利条件

　　根据国内部分实现烟尘超低排放或超超低排放的煤电机组控制技术可以看出，要想实现烟尘的超超低5毫克/立方米的排放，湿式ESP是必不可少的配置，湿法脱硫（包括石灰石-石膏湿法脱硫、海水脱硫等）前可以采用电除尘器、袋式除尘器、电袋复合除尘器，如果单独采用电除尘器，一般需配套采用电除尘器新技术，包括低低温电除尘技术、旋转电极技术、新型高压电源与控制技术等。此外，目前实现超低排放电厂的燃煤灰分均不超过25%，其中有部分电厂燃煤灰分甚至低于15%。

　　二氧化硫控制技术方面，相对于常规的石灰石-石膏湿法脱硫系统，实现超低排放的脱硫新技术主要有双循环技术（包括单塔双循环、双塔双循环）、托盘塔技术（包括单托盘、双托盘）、增加喷淋层、性能增强环、添加脱硫增效剂等。

　　至于氮氧化物控制技术，首先是采用先进的低氮燃烧技术，在不影响锅炉效率与安全的前提下尽可能低的控制锅炉出口烟气中氮氧化物的浓度，然后采用选择性催化还原SCR烟气脱硝。与传统的SCR脱硝相比，超低排放机组脱硝系统区别主要在于SCR催化剂的填装层数或催化剂的体积，改造工程多将原有的2+1层催化剂直接更改为3层全部填装，部分电厂采用3+1层SCR催化剂。改造后,系统脱硝效率可以达到85%～90%。

　　需要强调的是，要想实现超低或超超低排放，燃煤煤质是有利的条件，最好是低硫、低灰、高挥发分、高热值烟煤。如燃煤低位发热量4000千卡/千克，灰分35%，除尘前烟气中烟尘浓度约为53.8克/立方米，即使总的除尘效率高达99.99%，烟尘排放浓度仍大于5毫克/立方米的超超低排放要求；又如，燃煤含硫量为3%的煤，其产生烟气中二氧化硫的浓度在6900毫克/立方米左右，脱硫系统的脱硫效率即使长期稳定达到99%，其排放浓度仍高达69毫克/立方米，不能满足超低排放35毫克/立方米的要求。

　　环保一次性投资需增加30%

　　对于新建燃煤机组，在煤质适宜的情况下，同步实施超低排放，与执行特别排放限值相比，即烟尘排放浓度从20毫克/立方米下降至10毫克/立方米（不增加湿式ESP）、二氧化硫从50毫克/立方米下降至35毫克/立方米、氮氧化物从100毫克/立方米下降至50毫克/立方米，污染物排放量下降30%～50%，平均下降44.1%，但环保一次性投资与运行费用增加基本都在30%左右。如果烟尘执行超超低排放5毫克/立方米的要求，则必须在湿法脱硫后加装湿式ESP，其环保一次性投资与运行费用又得在超低排放的基础上再增加10%左右，且　  消耗氢氧化钠，产生废水，可能有些得不偿失。也正如此，湿式电除尘器作为燃煤电厂的烟气净化深度处理装置，在国外使用并不普遍。

　　对于现役煤电机组的环保改造，不同电厂环保设施基础不同，环保改造的内容也有所不同。如表1给出了江苏省3家电厂3台煤电机组的改造方案与投资比较。



　　从表1可以看出，对于现役没有安装烟气脱硝SCR装置的煤电机组，装机容量越大，其单位千瓦环保改造的投资越低，改造效益越显著。对于60万千瓦级及以上的现役煤电机组，实现超超低排放，其环保改造单位千瓦的投资额在345元～439元。另外，根据部分煤电机组的环保改造与运行费用测算，从特别排放限值到实现超超低排放，对于100万千瓦机组，需要增加的成本为0.96分/千瓦时；对于60万千瓦机组，需要增加的成本为1.43分/千瓦时；对于30万千瓦机组，需要增加的成本为1.87分/千瓦时。

　　需要指出的是，煤电机组实现超低排放或超低低排放的成本中，运行成本较高，如果没有相应的奖惩措施，燃煤电厂不太可能使煤电机组长期稳定地实现超低排放，因为烟气脱硝、除尘、脱硫系统都可以通过改变运行方式来降低运行费用，仅满足排放标准限值要求。如目前能够实现超低排放的某33万千瓦煤电机组，采用的是单塔双循环石灰石-石膏湿法脱硫，共设置5层喷淋层，一般仅运行3层喷淋层，即可满足特别排放限值50毫克/立方米的要求，有人参观时，可随时投入另外2层喷淋层，实现超低排放。这种情况下，超低排放设施的建成只是为满足特别排放限值提供了更大的裕度。

　　二、煤电超低排放的环境效益分析

　　总量减排意义不大

　　对于全国而言，电厂用煤平均含硫量超过1%、灰分近30%。对于位于重点区域的燃煤电厂，煤质则相对较好，假定至2020年全国重点区域内约4亿千瓦的煤电机组实现超低排放，燃煤平均含硫量1%、灰分25%、低位发热量4800千卡/千克，机组平均年利用5000小时，发电标煤耗降至300克/千瓦时，烟气量为3.5立方米/千瓦时，氮氧化物产生浓度300毫克/立方米，实施不同的排放要求，其总量污染物减排效果见表2。



　　从表2中可以看出，2020年全国重点区域内4亿千瓦的煤电机组全部执行特别排放限值后，其烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放量分别低于14万吨、35万吨和70万吨，仅占届时全国相应总量的2.08%、1.86%和3.8%。通过实施超低排放，其增加的减排量分别为7万吨、10.5万吨和35万吨，仅占全国届时相应总量的1.04%、0.56%和1.9%。

　　由此也可预见，如果“十二五”期间，全国所有燃煤电厂都能够执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），“十三五”期间全国污染物减排若仍以电力行业为重点的话，减排效果将会很不理想。

　　PM2.5改善效果显著

　　燃煤电厂属高架源排放，烟囱高度一般大于200米，同等污染物的排放量，其对地面常规污染物的贡献浓度远低于面源和低架源，同一地区内，电厂排放的二氧化硫对地面浓度的贡献率约为其排放量所占比例的1/4～1/3。由于从特别排放限值到超低排放，污染物减排总量很少，因此，其对地面浓度的改善作用也很小。

　　“十一五”期间，我国各地二氧化硫地面浓度的大幅下降主要是由于大气氧化性增强导致二氧化硫向硫酸盐转化形成PM2.5造成的。应用MM5+CALPUFF耦合大气模型，结合2012年江苏省火电厂大气污染物排放情况、当地的气象资料、地形资料、环境空气中氨气、臭氧等监测结果模拟火电厂大气污染物排放对环境空气中PM2.5的贡献，结果表明，2012年江苏省火电厂排放的烟尘对13个地级市PM2.5最大日均浓度的贡献为3.3μg/m3～5.5μg/m3，平均4.43μg/m3；火电厂排放的所有污染物对PM2.5在各市的最大日均浓度贡献为27.3μg/m3～42.9μg/m3，平均35.28μg/m3；烟尘排放对PM2.5的贡献占火电厂贡献总量的比例介于10.2%～16.5%，平均12.6%，即江苏省火电行业2012年气态污染物排放贡献的PM2.5占其贡献总量的87.4%。实施超低排放后，江苏省2012年火电厂大气污染物排放对江苏省各地级市环境空气中PM2.5总的贡献浓度均有较大幅度降低，平均从35.28μg/m3下降至9.43μg/m3，平均下降率73.29%。

　　由以上分析可知，将燃煤电厂的烟尘排放从超低排放的10毫克/立方米提高到超超低5毫克/立方米，不论从总量减排，还是从PM2.5的地面浓度贡献来分析，均无实质性意义。相反，二氧化硫、氮氧化物的减排以及采用低低温电除尘器、湿式电除尘器对三氧化硫的减排，对PM2.5地面浓度的减排意义更大。

　　因此，在超低排放技术路线选择中，建议采用低低温电除尘器进行除尘的，能够满足10毫克/立方米的排放要求且脱硫系统无“石膏雨”时，无需再加装湿式电除尘器进一步脱除烟尘与三氧化硫。

　　三、“以电代煤”是改善环境的根本途径

　　重点控制区4亿千瓦的煤电机组年燃标煤6亿吨，按平均发热量4800千卡折算为原煤8.75亿吨，从特别排放限值到实施超低排放，其烟尘、二氧化硫、氮氧化物的减排量分别仅为7万吨、10.5万吨和35万吨。2012年全国工业锅炉燃煤量仅4亿多吨，但却排放了410万吨烟尘、570万吨二氧化硫和200万吨的氮氧化物，工业锅炉污染物排放量大且贴近地面，对环境空气质量影响很大。因此，大幅度提高煤炭用于发电的比例，实施煤电超低排放与“以电代煤”，关停小锅炉，是实现环境改善的根本途径。

　　而对于绝大多数没有天然气气源的城市，大力实施现有纯凝机组抽汽供热或“以电代煤”，关停小锅炉，其环境改善效果可能比“煤改气”更好。如江苏宿迁电厂2台135兆瓦纯凝煤电机组，于2009年开始进行抽汽供热与环保等重大改造，改造后每小时供热量可达300吨，供热距离最长达24千米，覆盖宿迁市经济开发区、洋河新城、洋北镇区等300平方千米。而且，在替代大量燃煤小锅炉的同时，电厂增加了烟气脱硫等环保设施，一举实现了扭亏为盈。

　　（作者系国电环境保护研究院副院长、研究员级高工）